Vгл =0,785 *0.168 *1853 *1,1 =45.1
м3
Определяем
количество материалов для приготовления
растворов CaCL2; NaCl2 или глинистого
раствора.
Количество
утяжелителей CaCL2:
Мут =(ргл - рв) *рут / рут - рв., кг
(6)
Мут =(1341,6 -850) *1850 /1850 -850
=909,46 кг
Количество
утяжелителей NaCl2:
Мут =(1341,6 -850) *2200 /2200 -850
=801,1 кг
Количество
утяжелителей глинистого раствора:
Мут =(1341,6 -850) *2700 /2700 -850
=717.4 кг
Количество
воды (пресной или пластовой):
Vв =Vгл *ргл –Мут /рв ,м3
Vв =45,1 *1341,6 -909.46 =59596,7
м3
Vв =45,1 *1341,6 -801.1 =59705,06
м3
Vв =45,1 *1341,6 -717,4 =59788,76
м3
где рут – плотность применяемого
утяжелителя, рNaCl2 =1850 кг/м3; рCaCl2 =2200 кг/м3; ргл =2700 кг/м3.
Количество
жидкости для долива при подъеме
НКТ.
- без
жидкости:
Vg =MНКТ /рм, м3
(7)
Vg =10006,2 /7850 =1.27 м3
- с
жидкостью:
Vg =МНКТ/рм +0,785 *dвн *L, м3
(8)
Vg =10006,2 /7850 +0,785 *0.073
*1853 =20,2 м3
где рм – плотность металла,
рм =7850 кг/м3;
Dвн – внутренний диаметр
НКт, м3;
Мнкт – масса колонны НКТ,
кг.
Выбираем
промывочный агрегат, исходя из
необходимого давления на устье
при глушении скважины. Обычно
Pу < 5 Мпа для условий
Башкирии и Татарии.
Количество
автоцистерн:
nц =Vгл *ргл /q
(9)
nц =45,1 *1341,6/46503 =1 автоцистерна
где q – грузоподъёмность
автоцистерн, т.
3.13. Анализ
эффективности технологического процесса
Эффект достигается
за счет применения облагороженных (практически
не влияющих на нефтепроницаемость коллектора)
жидкостей глушения.
Технико-экономическая
эффективность применения технологии
обуславливается в основном двумя факторами:
- исключение затрат
на специальные работы по освоению
и выводу скважин на режим
в послеремонтный период;
- исключение недобора
нефти в период освоения и
вывода скважины на режим.
За базовый вариант
принимается традиционная технология
глушения скважин водными системами (пластовая
девонская, пресная, техническая, подтоварная
вода и т.д.).
За новый вариант
принимается глушение двумя жидкостями.
В нижней части скважины располагают в
объеме 2-6 м3 ОЖГ (например,
в зависимости от пластового давления
и приемистости пласта, это могут быть:
водный раствор 0,1-0,2 % концентрации препарата
МЛ-81Б, водный раствор 0,3 % концентрации
препарата ФЛЭК или обратная эмульсия).
В оставшейся верхней части скважины располагают
обычную водную систему (пресная или техническая
вода). Обязательное условие – плотность ОЖГ должна
быть больше плотности обычной водной
системы.
Ожидаемый экономический
эффект от применения новой технологии
рассчитывается в соответствии с требованиями
РД 39-01/06-000-89 «Методические рекомендации
по комплексной оценке эффективности
мероприятий, направленных на ускорение
научно-технического прогресса в нефтяной
промышленности»
Стоимостная оценка
результатов осуществления мероприятия
формируется за счёт выручки от реализации
дополнительно добытой нефти и экономии
эксплуатационных затрат в результате
исключения работ по освоению и выводу
скважины на режим.
Стоимостная оценка
затрат состоит из необходимых затрат
на приготовление ОЖГ,
дополнительных
затрат на глушение скважины, условно-переменных
затрат на добычу нефти, затрат на НИОКР
и налоговых отчислений.
Т а б л и ц а 12. Анализ
эффективности глушения.
| |
До ремонта |
После
ремонта |
№ скважины |
Тип коллектора |
Глушение
без ОЖГ |
К продуктивности,
т/с |
Вид ремонта |
К продуктивности,
т/с |
Время
вывода на ремонт, ч |
1 |
терригенный |
0,5 |
ТРС |
0,4 |
15 |
2 |
терригенный |
0,2 |
ТРС |
0,15 |
23 |
3 |
терригенный |
0,3 |
ТРС |
0,25 |
18 |
| |
|
Глушение
с ОЖГ |
1 |
терригенный |
0,43 |
ТРС |
0,55 |
11 |
2 |
терригенный |
0,25 |
ТРС |
0,3 |
10 |
3 |
терригенный |
0,21 |
ТРС |
0,35 |
10,5 |
Из анализа
таблицы видно что скважины, где ремонтные
работы с применением ОЖГ, выведены на
режим за меньшее количество времени,
в среднем на 6 часов быстрее. Кроме того
коэффициент продуктивности призабойной
зоны пласта скважины при обычном глушении
ухудшилось, снижение по 3 скважине на
0,1 т/с. А по скважине с использование ОЖГ
этот же показатель увеличился на 0,15 т/с.
Следовательно можно сделать вывод:
В скважинах
пласты которых сложена низкая проницаемость
коллекторов, при низких динамических
уровнях ремонтные работы лучше использовать
с применением ОЖГ.
В пластах
с лучшими коллекторскими свойствами
можно применять обычные жидкости глушения,
т.к. они дешевле по стоимости.
3.14. Выводы
и предложения
Освоение скважин один из
самых важных процессов при эксплуатации
скважин. От правильности освоения зависит
дальнейшая работа скважины.
На основании тех
данных и анализов, приведенных в данном
проекте я сделал вывод, что
для достижения
высоких уровней добычи нефти и газа необходимо
вводить в эксплуатацию нефтяные и газовые
скважины с потенциально возможными дебитами,
обеспечивая их высокую производительность
в процессе всей эксплуатации. К числу
основных причин низкой
продуктивности
скважин относятся слабая естественная
проницаемость пласта и уменьшение проницаемости
призабойной зоны пласта вследствие ее
засорения механическими примесями и
продуктами коррозии нефтепромыслового
оборудования.
Глушение скважины
- это технологический процесс для сохранение
коллекторских свойства призабойной зоны
продуктивного пласта.
Эффект достигается
за счет применения облагороженных (практически
не влияющих на нефтепроницаемость коллектора)
жидкостей глушения.
Жидкости глушения,
обеспечивающие сохранение коллекторских
свойств пластов, деляться на три типа:
а) ОЖГ на водной
основе - водные растворы ПАВ - облагораживателей
с плотностью от 1000 до 1360 кг/м3.
б) ОЖГ на эмульсионной
основе - составы гидрофобных эмульсий
на нефтяной и нефте-дистиллятной основе
с регулируемой плотностью в диапазоне
от 920 до 1360 кг/м3. Плотность
регулируется изменением вида дисперсной
водной фазы (от слабоминерализованных
вод плотностью 1030-1040 кг/м3 до тяжелых
рассолов СаС12 плотностью
1350-1370 кг/м3 и Са(NО3)2 плотностью
1500-1560 кг/м3) и водомасляного
(в/м) соотношения от 45/55 до 65/35 в
рецептурах.
в) Углеводородные составы, в частности,
используются полиглицериновые составы
(смесь многоатомных спиртов) и товарная
нефть
Важным аспектом
в приведенной классификации является
выделение ОЖГ, имеющих регулируемую динамическую
вязкость, практически от вязкости воды
(1 мПа·с) до высоковязких структурированных
систем с вязкостью до 600 мПа·с и выше.
Возможность варьирования вязкости ОЖГ
позволяет глушить скважины с самой различной
приемистостью и трещиноватостью коллекторов
(особенно важно для карбонатных объектов).
Не менее важным
является выделение подкласса ОЖГ с нейтрализующими
свойствами по отношению к наиболее вредным
газам в продукции скважин (сероводороду
и меркаптанам). Такими свойствами обладают
обратные (гидрофобные) эмульсии, глицериновый
состав, водные растворы с дозировкой
нейтрализаторов сероводорода.
Наличие ОЖГ различных
классов и видов с регулируемыми основными
физико-химическими параметрами в диапазонах,
необходимых для объектов ОАО «Татнефть»,
расширяет область использования каждого
состава ОЖГ, появляется возможность выбора,
и более эффективного применения технологии
глушения в зависимости от конкретных
условий и характеристики скважин - объектов.
Для предотвращения
загрязнения призабойной зоны пласта
различного рода механическими примесями
из жидкости глушения предлагаеться финишную
очистку жидкости проводить непосредственно
при её закачке в скважину. Для этого между
автоцистерной и насосным агрегатом устанавливаеться
работающий на всасываение мобильный
фильтр. Последний должен имень не большие
габариты и приемлимую массу для удобства
транспортирования, подключения и обслуживания,
а также обладать достаточной пропускной
способностью при высокой тонкости очистки
для соблюдения технологического режима
закачки.
Фильтр конструкции
ДуоФло с усовершенствованной геометрией
мешочного фильтроэлемента (увеличиная
на 62% площадь фильтрующей поверхности)
и поддерживающей перфорированной корзины
(полная опора фильтроэлемента на поверхность
корзины) соответсвует перечисленым требованиям.
Их внедрению способствовали,
с одной стороны, обеспечение высокого
качества фильтрации, с другой – легкость, удобство
и экономия времени.